Dezentralisierung im Energiesektor: Marktkommunikation neu denken

Einfluss der Dezentralisierung auf die Marktkommunikation im Energiesektor und erforderliche prozessuale Anpassungen

Die zunehmende Dezentralisierung der Energieerzeugung durch Prosumer – also Akteure, die gleichzeitig Energie verbrauchen und erzeugen (z. B. durch Photovoltaikanlagen, Blockheizkraftwerke oder Speichersysteme) – verändert die Geschäftslogik der Marktkommunikation zwischen Netzbetreibern, Lieferanten und Messstellenbetreibern (MSB) grundlegend. Diese Entwicklung erfordert eine Neuausrichtung der Prozesse, um regulatorische Vorgaben wie das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) weiterhin zu erfüllen. Im Folgenden werden die zentralen Auswirkungen und notwendigen Anpassungen dargestellt.

1. Veränderung der Marktrollen und Datenflüsse

Die traditionelle, zentralisierte Energieerzeugung folgte einem klaren Top-down-Modell: Großkraftwerke speisten Energie ins Netz ein, Netzbetreiber steuerten die Verteilung, und Lieferanten bilanzierten den Verbrauch. Mit der Dezentralisierung entstehen jedoch bidirektionale Energieflüsse, bei denen Prosumer sowohl als Verbraucher als auch als Erzeuger agieren. Dies hat folgende Konsequenzen:

• Erweiterte Datenkomplexität: Prosumer erzeugen nicht nur Verbrauchs-, sondern auch Einspeisedaten, die in Echtzeit erfasst, validiert und an die Marktpartner übermittelt werden müssen. Die bisherige Stammdatenverwaltung (z. B. Zählpunktbezeichnungen, Vertragsbeziehungen) muss um dynamische Erzeugungsprofile ergänzt werden.

• Neue Schnittstellenanforderungen: Netzbetreiber müssen nicht nur den Netzzustand (Spannung, Lastflüsse) überwachen, sondern auch die dezentrale Einspeisung in ihre Netzplanung integrieren. Dies erfordert eine engere Kopplung mit MSB, die über intelligente Messsysteme (iMSys) Echtzeitdaten liefern.

• Bilanzkreisverantwortung: Lieferanten müssen die Bilanzierung von Prosumern neu organisieren, da diese sowohl Energie beziehen als auch einspeisen. Die bisherige Trennung von Verbrauch und Erzeugung in separaten Bilanzkreisen ist nicht mehr praktikabel. Stattdessen sind hybride Bilanzierungsmodelle erforderlich, die Einspeisung und Verbrauch saldieren.

2. Regulatorische Anforderungen und prozessuale Anpassungen

Das MsbG und das EnWG stellen hohe Anforderungen an Transparenz, Datensicherheit und Echtzeitfähigkeit. Die Dezentralisierung erfordert folgende Anpassungen:

a) Echtzeit-Datenkommunikation (gemäß § 52 MsbG)

• Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys): Prosumer mit einer Erzeugungsleistung > 7 kW (ab 2025: > 1 kW) müssen mit Smart Metern ausgestattet werden, die 15-Minuten-Werte in Echtzeit übertragen. MSB müssen diese Daten automatisiert an Netzbetreiber und Lieferanten weiterleiten. Prozessanpassung:

  • Einführung von standardisierten Schnittstellen (z. B. EDIFACT, XML, REST-APIs) für den Datenaustausch.
  • Automatisierte Plausibilitätsprüfungen, um fehlerhafte Messwerte (z. B. durch Manipulation oder technische Störungen) zu erkennen.

• Datenhoheit und -sicherheit: Das MsbG verpflichtet MSB zur Datenverschlüsselung und Zugriffskontrolle. Da Prosumer-Daten sensibel sind (z. B. Lastprofile, Einspeisezeiten), müssen Rollen- und Berechtigungskonzepte implementiert werden, die nur autorisierten Marktpartnern Zugriff gewähren.

b) Transparenz und Marktprozesse (gemäß § 40 EnWG)

• Dynamische Netzentgelte und Flexibilitätsmärkte: Dezentrale Erzeugung führt zu lokalen Netzengpässen, die eine dynamische Netzentgeltgestaltung erfordern. Netzbetreiber müssen Prosumern Anreize bieten, ihre Einspeisung netzdienlich zu steuern (z. B. durch Redispatch 2.0). Prozessanpassung:

  • Einführung von Echtzeit-Marktplattformen, auf denen Netzbetreiber, Lieferanten und Prosumer Flexibilitätsangebote handeln können.
  • Automatisierte Preissignale an Prosumer, um Lastverschiebungen zu incentivieren.

• Bilanzkreisabrechnung und Saldierung: Die bisherige monatliche Bilanzkreisabrechnung ist für Prosumer nicht mehr ausreichend. Stattdessen sind tägliche oder stündliche Saldierungen notwendig, um die Bilanzkreisverantwortung der Lieferanten zu gewährleisten. Prozessanpassung:

  • Umstellung auf tagesgenaue Abrechnungssysteme mit automatisierter Datenvalidierung.
  • Integration von Prognosealgorithmen, die Einspeisung und Verbrauch auf Basis historischer Daten und Wettervorhersagen schätzen.

c) Interoperabilität und Standardisierung

• Einheitliche Datenformate: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) fordert eine standardisierte Marktkommunikation (z. B. über GPKE, MaBiS, WiM). Dezentrale Erzeugung erfordert jedoch Erweiterungen dieser Standards, z. B. für:
  • Einspeisedaten (kWh, kW, Spannungsebene)
  • Speicherzustände (Lade-/Entladezyklen)
  • Flexibilitätsangebote (z. B. Lastabwurf, Einspeisemanagement) Prozessanpassung:
  • Anpassung der Marktprozesse (z. B. MaBiS 2.0) an bidirektionale Energieflüsse.
  • Einführung von Referenzarchitekturen (z. B. Energieinformationsnetze (EIN)) für die sichere Datenübertragung.

3. Technologische und organisatorische Herausforderungen

Die Umsetzung dieser Anpassungen erfordert Investitionen in IT-Infrastruktur und Prozessautomatisierung:

• Cloud-basierte Plattformen: Traditionelle On-Premise-Systeme sind für Echtzeit-Datenverarbeitung oft zu langsam. Stattdessen sind skalierbare Cloud-Lösungen (z. B. AWS, Azure) mit KI-gestützter Datenanalyse erforderlich.

• Künstliche Intelligenz (KI) und Machine Learning (ML):

  • Prognosemodelle für dezentrale Erzeugung (z. B. PV-Einspeisung basierend auf Wetterdaten).
  • Anomalieerkennung zur Identifikation von Messfehlern oder Manipulationen.

• Agile Organisationsstrukturen: Die bisher siloartige Aufteilung zwischen Netzbetreibern, Lieferanten und MSB muss durch cross-funktionale Teams ersetzt werden, die gemeinsam an End-to-End-Prozessen arbeiten.

4. Fazit: Handlungsempfehlungen

Um die regulatorischen Anforderungen zu erfüllen und die Marktkommunikation zukunftsfähig zu gestalten, sind folgende Schritte notwendig:

1. Standardisierung vorantreiben:

   • Erweiterung der GPKE/MaBiS/WiM-Standards um Prosumer-spezifische Datenfelder.
   • Harmonisierung der Schnittstellen zwischen MSB, Netzbetreibern und Lieferanten.

2. Echtzeitfähigkeit sicherstellen:

   • Automatisierte Datenpipelines für 15-Minuten-Werte.
   • KI-gestützte Plausibilitätsprüfungen zur Fehlererkennung.

3. Flexibilitätsmärkte etablieren:

   • Einführung von lokalen Marktplattformen für den Handel von Flexibilitätsoptionen.
   • Dynamische Netzentgelte, die Anreize für netzdienliches Verhalten schaffen.

4. Datenhoheit und -sicherheit stärken:

   • Verschlüsselung aller Kommunikationskanäle (z. B. TLS 1.3).
   • Rollenbasierte Zugriffskontrollen (RBAC) für Marktpartner.

5. Prozessautomatisierung beschleunigen:

   • Umstellung auf tagesgenaue Bilanzkreisabrechnung.
   • Integration von Prognosetools für dezentrale Erzeugung.

Die Dezentralisierung erfordert somit nicht nur technologische, sondern auch prozessuale und organisatorische Anpassungen. Nur durch eine koordinierte Zusammenarbeit aller Marktakteure können die regulatorischen Vorgaben langfristig erfüllt und die Stabilität des Energiesystems gewährleistet werden.